地理条件恶劣：最远井站单程车程超3小时，雨季塌方、冬季结冰，巡井路险象环生，以中坝27井为代表的一批偏远老井只能依靠人力徒步巡检。

人才断层严重：采气技能人员集中退休，技能人员迭代断层，年轻员工经验不足，“人盯井”模式难以为继。

经济效益倒挂：随着老井持续衰老，单井产量不断下滑，人工与运维成本居高不下，部分井曾“产气即亏损”。中坝27井多年来靠自动开关井工艺维持生产，日产气仅0.2万立方米，一度面临关停风险。

一方面，当人才、管理等因素导致生产成本高于产出价值时，这些储量将被直接剔除出“经济可采”范畴，储采比的分子会进一步缩水。数字化改造可大幅降低运维成本，让储量的“经济性”重新复活，充实剩余经济可采储量。

另一方面，智能系统替代人工巡检，可突破人力覆盖的物理极限，实现老井的精细化管理。从SEC储采比的角度看，老井每多产一立方米气，就等于在没有新增勘探投入的情况下，直接补充了一方可采储量——这些被抠出的产量，恰是维持储采比最直接的手段。

2024年10月，随着最后一口偏远老井——中坝27井完成智能化改造，江油作业区实现数字化平台100%覆盖率。

改造后的中坝27井，从需徒步巡检的“麻烦井”，变身无人值守的“智慧井”。2025年产气量较上年提升12%，运维成本直降近2/3，新增动用储量约1.2亿立方米，成功拓展老气田挖潜新区块。